Почитал текст и хотел как энергетик с 14 летним стажем написать какая хрень, а потом почитал комментарии и вообще слезу пустил. Особенно про электростанции, которые без персонала в автономном режиме работать будут.
АЧР, ЧДА и прочие средства ограничения потребителей
Боливару двоих не снести.
О’Генри
Но если я выстрелю, шарик может испортиться…
А если ты не выстрелишь, то испорчусь я!
Вини-Пух и Пятачок
Страница подготовлена по мотивам темы, обсуждавшейся на форуме Электрик:Падение частоты. Среди прочих там обсуждался вопрос, что же спасает АЧР: генерацию или потребителей?
Действительно, бывают случаи, когда приходится жертвовать частью, чтобы сохранить оставшееся. Отошли в прошлое веерные отключения потребителей. Отошли не от того, что был принят хороший закон против плохого Чубайса. Отошли оттого, что стали невыгодны.
Пришли веерные отключения оттого, что в некоторые времена было хорошим тоном не платить за потребленную продукцию, в том числе и в энергетической цепочке: потребитель не платит энергетикам, энергетики не платят поставщикам газа, подрядчикам, да и собственным работникам. У меня задержка выплаты зарплаты достигала полугода и больше. На некоторых электростанциях Украины зарплату как таковую не выплачивали несколько лет (у меня там – немало коллег среди старых друзей). Поскольку оплата за потребление газа вскорости пришла в систему (премьер-министр, как-никак, Газпромом заведовал), отпуск газа шел только по фактической оплате. Что оставалось энергетикам? Нет, не угадали. Целевые отключения неплательщиков в то время были невозможны где-то по политическим мотивам, где-то по техническим проблемам, а где-то… Короче, применялась крайне непопулярная среди электората и крайне невыгодная самим энергетикам мера: веерные отключения. Честный ты плательщик или вор и мошенник – все в одной корзине. Попробуйте пробежаться по подъезду и отключить выборочно вводы у неплательщиков! А если это частный сектор, то и собаку спустить могут, а то и из ружья пальнуть.
И вот сидит в своем доме почтенный буржуй под сплитами общей мощностью 10 киловатт и мечтает, чтобы они работали круглосуточно. То есть, потреблять готов 240 киловатт-часов ежедневно. И, что немаловажно, платить готов исправно по счетчику. Денег у него куры не клюют, а неприятностей не хочет. А в соседнем доме сидит не такой почтенный потребитель, а мафиози или шишка районного масштаба. Запросы те же, а вот платить не больно хотят. И вот этому кварталу приходит разнарядка: подавать электроэнергию на 8 часов в день: 4 утром и столько же вечером. И теперь энергосбытовая компания с почтенного буржуа получит денег не за 240 кВт-ч в день, а за 80. Кому выгодно? Неплательщики как не платили, так и не платят.
Поэтому и ушел в небытие график «веер». Но с ростом благосостояния народа, а где-то и с подъемом реального сектора экономики ему на смену где-то пришли временные отключения потребителей как с применением автоматических устройств, так и по команде диспетчера. Рассмотрим некоторые ненормальные режимы работы энергосистемы, опасность, которую они представляют, и средства предотвращения катастрофических последствий.
Рассмотрим для начала некий удаленный от мощных генерирующих источников, но с большими запросами по энергопотреблению район:
Благополучие района обеспечивают 15 подстанций 110 кВ, одна из которых (1) – опорная, остальные проходные, а также две подстанции 220 кВ: В и С. В нормальном режиме район получает питание от системообразующей подстанции А, имеющей надежные связи с генерирующими источниками, по двум ВЛ-220 А-В и А-С с небольшой добавкой по ВЛ-110 А-1 (2 цепи). 15 подстанций – это где-то среднестатистически 200-300 МВт. Для двух линий 220 кВ вполне нормальная нагрузка. И даже при выводе в ремонт одной из них остающаяся в работе вполне обеспечивает нормальную работу. Но дело в том, что линии отключаются не только по указанию диспетчера. Иногда без всяких указаний их отключает релейная защита. И по закону зловредности (он же закон Мэрфи, он же закон падающего бутерброда) аварийное отключение линии А-В с неуспешным АПВ и РПВ происходит именно во время ремонта линии А-С.
На две цепи 110 кВ А-1 сваливается вся нагрузка энергорайона. 300 МВт – это по 150 МВт или около 600 А на цепь. Далеко не каждая стодесятка с такой нагрузкой справится. Но ведь и 200-300 А так, от фонаря указаны. В действительности нагрузка и поболее может оказаться. И вполне может случиться, что через 10-15 минут лягут и две оставшиеся ниточки. Вот тогда уже проблем не оберешься. Останавливаются поезда (даже и при паровозной тяге сигнализация и связь – обязательные условия нормального движения поездов), останавливается водопровод, хлебозаводы, гаснет свет в операционных больниц. Прекращает работу телевидение и связь, в том числе мобильная (вы такой кошмар представить можете?). И, наконец, диспетчер энергорайона теряет возможность вызвать аварийную бригаду, связаться с диспетчером вышестоящего уровня для того, чтобы скоординировать действия. На подстанциях довольно быстро садятся аккумуляторные батареи, что при наличии выключателей с соленоидным приводом МКП-110, МКП-220 и ми подобным делает невозможным включение отключившихся линий. А если выключатели с моторным приводом, то без собственных нужд на подстанции их тоже включить нельзя. И это – не бред, не дикая фантазия. В России за последние 10 лет в разных районах такие события происходили неоднократно. Но если зимой 2000 – 2001 года жители Сочи сидели без света и коммунальных удобств не одну неделю (масштабы повреждений были куда больше), то в 2006 году восстановить более-менее нормальное электроснабжение удалось за час. Ну, а Чагино известно всем, кто иногда следит за средствами массовой информации.
Какой же выход из подобной ситуации? Вспомним эпиграф в начале страницы. Нужно чем-то пожертвовать. Простейшее средство - Защита от перегруза.
Защита от перегруза
Итак, простейшее, самое тупое решение – установить на линиях А-1 максимальную токовую защиту, ток срабатывания которой равен максимально допустимому току линий, а время отстроено от АПВ ВЛ А-В и А-С. Если ток нагрузки превзойдет предельно допустимую величину на предельно допустимое время, будут отключены последние две линии, питающие энергорайон. Правда, неизвестно, куда ведут линии от подстанций 2 и 3. Если это – альтернативный источник питания – одна статья, если дополнительные потребители – другая. Далее будем считать, что это – тупиковые линии.
Хорошо ли отключение питающих линий, и зачем они нужны отключенные? Как ни странно, отключение с приемного конца иногда бывает целесообразно. Но при одном дополнении – на питающих линиях имеются другие, не обозначенные на схеме потребители. А если их нет – отключение бессмысленно.
Следующий вариант выхода из положения – действие защиты от перегруза на отключение ВЛ 1-В, 1-2, 1-3. В таком случае подстанция 1 сохранит питание. Этот вариант хорош в том случае, когда от подстанции 1 питаются особо ответственные потребители, мощность которых сопоставима с допустимой нагрузкой линий А-1. Особых проблем не доставит тот случай, когда достаточно ответственные потребители с достаточной нагрузкой подключены к подстанциям 2, 3 и следующих за ними. В таком случае отключаем линии 1-В и остаемся с допустимой нагрузкой. Но это не всегда выполнимо. Если самая ответственная нагрузка подключена к подстанциям 12 – 15, питание нужно довести до них во что бы то ни стало. Здесь нужны более сложные средства, особенно в том случае, когда отключение линий 1-2 и 1-3 не приведет к снижению нагрузки до допустимого уровня. Отключение одной из линий 1-В ничего не даст. Отключение обеих погасит самых нужных потребителей. Безвыходное положение? Нет, здесь в простейшем случае можно применить защиту минимального напряжения в комплексе с рассмотренной защитой от перегруза и АПВ.
Защита минимального напряжения
Защита минимального напряжения (ЗМН) применяется на электростанциях для обеспечения надежной работы наиболее ответственных механизмов при кратковременном исчезновении собственных нужд. Питание исчезло, двигатели останавливаются. Питание восстанавливается – двигатели начинают разворачиваться. А пусковой ток у них существенно выше номинального. Для того, чтобы не перегрузить трансформаторы и создать более-менее благоприятные условия для разворота наиболее ответственных механизмов, всю неответственную мелочевку нужно при перерыве питания (то есть, при снижении напряжения ниже некоторого уровня) отключить. Фекальные и дренажные насосы, калориферы и т.п. – немаловажные элементы, но останов их на несколько минут не приведет к повреждению основного оборудования. А вот останов валоповорота или маслонасоса смазки турбины может привести к тяжелым последствиям.
Аналогичное решение может применяться и в проблемных с точки зрения надежности участках электросети. При отключении основных питающих линий А-В, А-С и перегрузе линий А-1 на ПС 1 формируется команда на отключение линий А-1 без запрета АПВ. На подстанциях В, С и 4-15 установлена защита минимального напряжения, которая при исчезновении напряжения на шинах действует на отключение всех или части отходящих фидеров. Естественно, защита действует в первую очередь на отключение потребителей 3 категории. Жизненно важные объекты под раздачу не попадают. Главная задача – сохранить как устойчивость сети, так и потребителей более высокой категории. Водопровод, канализация, больницы, железная дорога, связь, дома с лифтами и некоторые другие потребители должны сохранять питание.
Далее на линиях А-1 происходит АПВ, время работы которого отстроено от времени ЗМН. Нагрузка в сети к этому моменту сброшена до минимально допустимого уровня. Дальше уже решения принимает диспетчер. Есть запас по мощности – можно и некоторых потребителей третьей категории включить. И попутно дает указание бригаде по ремонту линии А-С: сворачивайтесь, и побыстрее. Вы нужны на линии А-В, а линия А-С крайне нужна сейчас нашему району.
Такая схема работает более-менее прилично, но имеет существенный недостаток. Идет отключение с последующим включением довольно большого района. И где гарантия, что отключенный выключатель успешно включится от АПВ? И к тому же включение всех отключенных потребителей по команде диспетчера может занять довольно много времени. Есть более дорогое, но и более надежное средство – специальная автоматика ограничения нагрузки (САОН). Но для начала – о более глобальных неприятностях – асинхронный режим в системе.
На предыдущих страницах рассматривалось локальное технологическое нарушение в отдельно взятом районе. А если выходит из строя крупная электростанция или линия электропередачи, связывающая энергоизбыточный район с энергодефицитным? Сие, кстати, и в США было, и в Москве. Да и на страницах этого сайта я как-то это упоминал. Здесь уже фактом перегруза остающихся линий или генераторов не обойдешься. Линия 500 кВ может питать уже не отдельный энергорайон, а целый регион. И если она отключается, гасить целый край или область для того, чтобы запустить ЗМН, не очень хорошо. Для таких случаев предусматриваются более сложные устройства, действие которых не ограничивается отдельным энергорайоном.
Подстанция А получает питание по ВЛ-500, идущей от АЭС и трем ВЛ-220 от ГРЭС, одна из которых пря мая, а две проходят через подстанции D и E. От подстанции А, как и от других подстанций 220-500 кВ питаются не только рассматриваемый энергорайон, но и другие объекты региона, большей частью – по линиям 110 кВ. Мощности ГРЭС хватает для питания примерно половины нагрузки, подключенной к подстанциям A, D, E, F и рассматриваемого энергорайона. Остальное регион получает от АЭС по ВЛ-500 АЭС-А, и ВЛ-220, 500 кВ, связующих подстанцию F с энергосистемой. Представьте, что будет при выводе в ремонт ВЛ-500 АЭС-А и одновременном аварийном отключении ВЛ-220 F-ГРЭС? Не факт, что ВЛ-220 F-E справится с набросом большой мощности. Если не принять соответствующих мер, и пропускная способность линии окажется достаточной, чтобы она не отключилась или не повредилась от наброса нагрузки, в системе может возникнуть асинхронный режим или асинхронный ход. Поясним это на следующих рисунках. В нормальном режиме векторы мощности, напряжения, тока двух узлов системы вращаются строго синхронно:
То есть, можно представить их как связанные жесткой тягой. В качестве таковой выступает ВЛ-500 АЭС – ПС А. Но при обрыве жесткой тяги энергорайон остается связанным с энергосистемой постедством тонкого шнурочка в виде последней ВЛ-220 F-E. Но шнурок при более-менее сильном натяжении рвется, а линия выступает в роли резинки или пружинки, которая не обеспечивает жесткой связи, а помогает передать некоторую часть энергии. При этом отдельные участки системы начинают раскачиваться относительно друг друга:
Довольно часто раскачивание частей энергосистемы между собой приходит к восстановлению нормальной синхронной работы. Но это происходит не всегда. Может произойти поворот векторов вплоть до противоположного:
с последующим продолжением вращения, которое является асинхронным ходом.
Асинхронный ход – явление довольно тяжелое для энергосистемы. Возьмем хотя бы один фактор: направление векторов напряжения в разные стороны сродни короткому замыканию, если не хуже. Возникает большой уравнительный ток. Поэтому устранение асинхронного хода за минимальное время – одна из задач противоаварийной автоматики. Раздел противоаварийной автоматики, ответственный за эту задачу, называется автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР) или автоматикой предотвращения асинхронного хода (АПАХ). Об этом подробнее на странице Назначение, принцип действия и область применения АЛАР. Главная задача этой автоматики – разделить слабо связанные участки энергосистемы для предотвращения полного ее развала. Итак, ГРЭС с ближайшими подстанциями остается выделенной на автономную работу:
На ГРЭС, остающуюся в работе на выделенный регион, набрасывается довольно большая нагрузка. В некоторых случаях она может оказаться для нее непосильной. Вспомним сообщение с того же форума Электрик:
mic61
…Основными производителями электроэнергии в ЕЭС любой страны являются турбогенераторы. Т.е. схема такая: парогенератор (паровой котел высокого давления), в котором вода нагреваетя (превращается в перегретый пар с температурой 500...600 градусов, при давлении 20...30 атм) за счет тепла, получаемого при сжигании угля, мазута, газа (об этом не будем) - на ТЭС, или тепла, получаемого "при помощи" ядерной реакции - на АЭС. Пар подается на паровую турбину, на одном валу с которой находится собственно турбогенератор - синхронная неявнополюсная быстроходная электрическая машина. Также, на этом же валу может "сидеть" т.н. возбудитель (машина постоянного тока, которая при работе всей системы вырабатывает постоянный ток для схемы возбуждения турбогенератора.) Вся эта система (кроме парогенератора, конечно) вращается с т.н. синхронной скоростью. Обычно эта скорость равна 3000 об/мин при частоте сети 50 Гц. Всю эту "классическую" схему обслуживает целая "куча" двигателей собственных нужд (с.н.)станции - двигатели ПЭНов (Питающих ЭлектроНасосов), ГЦНов (Главный Циркуляционный Насос), двигатели дымососов, двигатели насосов охлаждения турбогенератора, двигатели насосов системы смазки подшипников, двигатели управления задвижками и т.д. и т.п.
Итак, пар поступае в турбину, турбина крутит генератор, по обмоткам статора генератора начинает протекать ток нагрузки, который создает электромагнитный момент (тормозной - для турбины.) Т.е. фактически генератор "тормозит" паровую турбину тем в большей степени, чем болше электроэнергии вырабатывает. Чем больше тормозной момент, тем больше должен быть рабочий момент турбины (они должны друг друга уравновешивать, естественно), тем больше должно подаваться на нее пару и больше ток возбуждения подается на обмотки ротора турбогенератора от возбудителя. Естественно, в процессе эксплуатации, нагрузка (электрическая, а следовательно и механическая) непрерывно изменяется. При этом необходимо изменять мощность турбины (количество пара, подаваемого на ее вход - т.н. цилидр высокого давления ЦВД) и ток (напряжение) возбуждения генератора. Все это происходит автоматически с помощью систем регулирования (центробежные регуляторы - в сисеме подачи пара, система АРВ - автоматическое регулирование возбуждения - для тока возбуждения.)
Далее, несколько упрощенно: мощность парогенератора, турбины и генератора - величины не бесконечные. Парогенератор характеризуется, кроме всего прочего, и величиной производительности пара (тонн в час)...
Если электрическая нагрузка возрастает, то должна возрасти и механическая мощность турбины. Для этого (открывается центробежный регулятор) должно возрасти количество пара на входе в ЦВД турбины и увеличиться ток возбуждения в обмотке генератора. Если нагрузка продолжает расти - процесс должен повториться.
Это не может продолжаться бесконечно. Ресурс по пару ограничен, по току возбуждение - тоже. Турбина уже не справляется с возросшим электромагнитным моментом и начинает тормозиться. Следовательно, скорость вращения уменьшается, и частота в сети становится меньше 50 Гц. Напряжение на выводах падает.
(E = 4.44 * w * f * Ф
здесь - E ЭДС на выводах генератора
w -количество витков обмотки статора
f - частота сети
Ф - магнитный поток)
Т.е. падает частота в сети и напряжение. Уменьшается производительность двигателей с.н. станции (падает производительность котла, перегреваются подшипники генератора и турбины) - т.е. имеем положительную обратную связь, которая, в конечном итоге, приведет к лавинообразному снижению частоты и напряжения в сети, и к полной остановке ТЭС.
Есть разные пути спасения ситуации. Самый основательный – восстановление связи с системой. Но если отключилась самая мощная линия, чем же потерю связи скомпенсировать? Можно, правда, и вторую ВЛ-500 построить, но тогда и проблем таких не будет. Второй вариант – запустить дополнительные генерирующие мощности. Но кто же будет держать в горячем резерве блок на тепловой электростанции? А на запуск генератора из режима консервации нужно немалое время. В лучшем случае – часы, а то и сутки. Гидрогенератор запускается и за минуты, но, во-первых, и задержка минуты может привести к тяжелым последствиям, а во-вторых, гидроэлектростанцию нужно еще иметь под рукой. И в данном случае приходится жертвовать самым ценным - потребителем, который платит деньги. И немного оснований для этого - Немного из ПУЭ. Категории потребителей.
Немного из ПУЭ. Категории потребителей
Вспомним некоторые разделы Правил устройства электроустановок:
1.2.18. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.
Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.
Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.
1.2.19. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.
В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.
Электроснабжение электроприемников первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.
1.2.20. Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
1.2.21. Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
То есть, большинство из нас относится к потребителям третьей, максимум – второй категории. За все заказанное нужно платить. За все особо заказанное нужно особо платить (хотя слово «особо», да к тому же повторенное, является излишним). Мне лично не нравится третья категория электроснабжения моего дома. Нет электричества – не работает газовый котел, дом довольно быстро остывает. Но спасибо городским электросетям, которые довольно долго не позволяли мне подключиться к ЕЭС России (не путайте с РАО ЕЭС!). Пришлось приобрести автономный генератор, который при подключении дома к системе стал предметом роскоши – я стал потребителем первой категории. Но хочешь – не хочешь, в критический для энергосистемы момент тобой, как потребителем третьей категории, пожертвуют в первую очередь. И снова вспомним требования того же ПУЭ: Автоматическое ограничение снижения частоты.
Автоматическое ограничение снижения частоты
3.3.76. Автоматическое ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергообъединении, энергосистеме, энергоузле возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц была исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с.
3.3.77. Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:
автоматический частотный ввод резерва;
автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
дополнительную разгрузку;
включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ);
выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
3.3.78. Автоматический ввод резерва при снижении частоты должен использоваться в первую очередь, чтобы по возможности уменьшить объем отключения или длительность перерыва питания потребителей, и предусматривает:
мобилизацию включенного резерва на тепловых электростанциях;
автоматический пуск гидроагрегатов, находящихся в резерве;
автоматический переход в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсаторов;
автоматический пуск газотурбинных установок.
3.3.79. Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (AЧPII).
Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.
Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.
Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала.
3.3.80. Устройства дополнительной разгрузки должны применяться в тех энергосистемах или частях энергосистемы, где возможны особенно большие местные дефициты мощности, при которых действие устройств АЧРI оказывается недостаточно эффективным по значению и скорости разгрузки.
Необходимость выполнения дополнительной разгрузки, ее объем, а также факторы, по которым осуществляется ее срабатывание (отключение питающих элементов, сброс активной мощности и т. п.), определяется энергосистемой.
3.3.81. Устройства ЧАПВ используются для уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления частоты в результате реализации резервов генерирующей мощности, ресинхронизации или синхронизации по отключившейся электропередаче.
При размещении устройств и распределении нагрузки по очередям ЧАПВ следует учитывать степень ответственности потребителей, вероятность их отключения действием АЧР, сложность и длительность неавтоматического восстановления электропитания (исходя из принятого порядка обслуживания объектов). Как правило, очередность включения нагрузки от ЧАПВ должна быть обратной по сравнению с принятой для АЧР.
3.3.82. Выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд применяется:
для сохранения в работе собственных нужд электростанций;
для предотвращения полного погашения электростанций при отказе или недостаточной эффективности устройств ограничения снижения частоты по 3.3.79 и 3.3.81;
для обеспечения питания особо ответственных потребителей;
взамен дополнительной разгрузки, когда это технически и экономически целесообразно.
3.3.83. Необходимость применения дополнительной разгрузки, объемы отключаемой (при АЧР) и включаемой (при ЧАПВ) нагрузки, уставки по времени, частоте и другим контролируемым параметрам для устройств ограничения снижения частоты определяются при эксплуатации энергосистем в соответствии с ПТЭ и другими директивными материалами.
Здесь, кстати, упоминаются не только отключение потребителей. ЧАПВ – средство восстановления их нормальной работы в минимальное время после отключения. И отключаем не всех потребителей, а тех, кто может это сравнительно безболезненно перенести. И даже этой болезненной или не очень процедуре в ряде случаев предшествует выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой
Выделение генераторов со сбалансированной нагрузкой
или частотная делительная автоматика
Перед тем, как перейти к решительному отключению потребителей, попробуем все же сравнительно безболезненно обеспечить нормальное снабжение собственных нужд электростанций с перспективой восстановления нормальной работы системы. Рассмотрим схему электростанции ГРЭС:
ГРЭС (предполагаем, что довольно старая) состоит из двух частей:
- неблочной части, где работают два генератора на ОРУ-110, от которого отходят ВЛ-110 21 – 25;
- и блочной, где имеются три блока, подключенные к ОРУ-220, от которого отходят ВЛ-220 F, D, A, E.
Предположим, что линии 21, 22 – тупиковые, а 23-25 – транзитные, замыкающиеся на какой-либо подстанции 220 кВ.
В нормальном режиме питание собственных нужд неблочной части выполняется от трансформатора собственных нужд (ТСН). Собственные нужды блоков в нормальном режиме питаются от отпаечных трансформаторов Т11, Т21, Т31. При запуске или останове блоков питание собственных нужд переводится от магистрали резервного питания, подключенной к тому же ТСН.
А теперь посмотрим работу частотной делительной автоматики (ЧДА). Частота в прилегающей сети начинает снижаться, и никакие усилия ГРЭС не могут из этой ситуации вывести. В этом случае ЧДА действует в следующей последовательности:
1.Действует на отключение автотрансформатора связи и транзитных ВЛ-110, при этом неблочная часть выделяется на остров нагрузки
2.Действует на отключение вводов основного питания собственных нужд блоков, при этом собственные нужны посредством АВР переводятся на магистраль резервного питания
3.Если частота неблочной части продолжает снижаться, отключается часть внешних потребителей (к примеру, ВЛ-110-21) Или на тех же подстанциях 21, 22 работает АЧР, о которой - немного дальше.
Объем выделяемой нагрузки, естественно, определяется предварительным расчетом, которым заведует служба электрических режимов. В некоторых случаях возможно выделение и на собственные нужды, но по опыту нашей энергосистемы далеко не каждый турбогенератор на это способен. Более оптимально выделение все же на сбалансированную нагрузку, включающую и собственные нужды.
Неблочная часть питает свой остров нагрузки плюс собственные нужды блоков. Блоки добросовестно тянут всю возможную нагрузку оставшейся части системы. При этом собственные нужды блоков не зависят от частоты, которую они несут, то есть, производительность – максимально возможная. Но Боливару двоих не снести. Частота продолжает садиться. И здесь приходит в действие вынужденная мера – автоматическая частотная нагрузка (АЧР).
Автоматическая частотная разгрузка
На соответствующий запрос Яндекс предложил более 20 тысяч страниц. Здесь есть как определения к терминам
Автоматическая частотная разгрузка Яндекс – словари БСЭ Автоматическая частотная разгрузка
Дефицит мощности в Яндекс - словарях со ссылкой на БСЭ, так и довольно полное описание самой АЧР и смежных вопросов в Википедии. Можно найти и Методические указания к лабораторным работам по этой теме.
Да и на ресурсе narod.ru/ есть немало информации на эту тему. Так что в подробности вдаваться не буду ограничусь динамикой процесса.
Итак, в районе, севшем на блоки ГРЭС, частота садится (точнее, падает) очень быстро. При этом работает быстродействующая АЧР (АЧР I), удерживающая частоту на уровне 48,5 – 46,5 Гц. Естественно, такая частота не устраивает энергосистему, но позволяет ей как-то удержаться. А далее работает более медленнодействующая, но и более селективная АЧР II, которая позволяет подтянуть частоту чуть выше 49 Гц. С такой частотой система может работать достаточно долго. Припоминаю целые годы (конец 70-х – начало 80-х прошлого века), когда нормой была частота 49,5 Гц. Кстати, и подъем частоты выше номинальной может принести больше вреда, чем пользы.
Если все проходит по задуманному плану, отключаются потребители III категории, а может оказаться, что и кто-либо из них останется в сети. Расчеты баланса мощности основаны все же на некоторых приближениях, и в минимум нагрузки можно ограничиться меньшим объемом отключений. А если нет – что же, отключится все. И соберется большая комиссия, и будут искать виноватых и крайних, и… Ладно, не будем драматизировать ситуацию, лучше до нее просто не доводить.
А далее? Далее диспетчера ищут выход. Можно срочно достроить давно начатую новую электростанцию, но на это нужны еще месяцы. Можно попросить помощи у сопредельного государства, с которым нас связывает законсервированная линия. Можно развернуть генератор, находящийся в горячем резерве. Можно срочно снять бригаду с ремонтируемой ВЛ-500 АЭС – А. Пожалуй, это – самый магистральный путь, но при одном условии: в заявке на вывод оговорена аварийная готовность один – два часа. А если линия выведена для замены аварийной опоры – может и суток не хватить. И в любом случае довольно сложная проблема – синхронизация выделенного района с системой. Но об этой проблеме уже упоминалось на страницах этого сайта, повторяться не буду.
И, наконец, счастливый конец. Удалось ввести генерирующие мощности, воссоединиться с системой или иными путями восстановить нормальную частоту. И в действие приходит следующий элемент автоматики – ЧАПВ, частотное АПВ или АПВ после действия АЧР. АЧР выполняется таким образом, чтобы автоматическое повторное включение после его действия запрещалось. А частота восстановилась – потребителей нужно запитать с минимальной задержкой. При подъеме частоты до какого-то уровня запрет АПВ снимается, что позволяет восстановить питание потребителей без участия оперативного персонала.
А попутно обратным действием ЧДА восстанавливается нормальное питание собственных нужд ГРЭС. Оперативно-диспетчерские службы могут сдавать смену. Приходит очередь работать
Выделение генераторов со сбалансированной нагрузкой
или частотная делительная автоматика
Перед тем, как перейти к решительному отключению потребителей, попробуем все же сравнительно безболезненно обеспечить нормальное снабжение собственных нужд электростанций с перспективой восстановления нормальной работы системы. Рассмотрим схему электростанции ГРЭС:
ГРЭС (предполагаем, что довольно старая) состоит из двух частей:
- неблочной части, где работают два генератора на ОРУ-110, от которого отходят ВЛ-110 21 – 25;
- и блочной, где имеются три блока, подключенные к ОРУ-220, от которого отходят ВЛ-220 F, D, A, E.
Предположим, что линии 21, 22 – тупиковые, а 23-25 – транзитные, замыкающиеся на какой-либо подстанции 220 кВ.
В нормальном режиме питание собственных нужд неблочной части выполняется от трансформатора собственных нужд (ТСН). Собственные нужды блоков в нормальном режиме питаются от отпаечных трансформаторов Т11, Т21, Т31. При запуске или останове блоков питание собственных нужд переводится от магистрали резервного питания, подключенной к тому же ТСН.
А теперь посмотрим работу частотной делительной автоматики (ЧДА). Частота в прилегающей сети начинает снижаться, и никакие усилия ГРЭС не могут из этой ситуации вывести. В этом случае ЧДА действует в следующей последовательности:
1.Действует на отключение автотрансформатора связи и транзитных ВЛ-110, при этом неблочная часть выделяется на остров нагрузки
2.Действует на отключение вводов основного питания собственных нужд блоков, при этом собственные нужны посредством АВР переводятся на магистраль резервного питания
3.Если частота неблочной части продолжает снижаться, отключается часть внешних потребителей (к примеру, ВЛ-110-21) Или на тех же подстанциях 21, 22 работает АЧР, о которой - немного дальше.
Объем выделяемой нагрузки, естественно, определяется предварительным расчетом, которым заведует служба электрических режимов. В некоторых случаях возможно выделение и на собственные нужды, но по опыту нашей энергосистемы далеко не каждый турбогенератор на это способен. Более оптимально выделение все же на сбалансированную нагрузку, включающую и собственные нужды.
Неблочная часть питает свой остров нагрузки плюс собственные нужды блоков. Блоки добросовестно тянут всю возможную нагрузку оставшейся части системы. При этом собственные нужды блоков не зависят от частоты, которую они несут, то есть, производительность – максимально возможная. Но Боливару двоих не снести. Частота продолжает садиться. И здесь приходит в действие вынужденная мера – автоматическая частотная нагрузка (АЧР).
вот читайте если интересно с картинками
http://dororz.ru/cons_19.htm
yaplakal.com